Vaca Muerta News

Otorgan a YPF y Tecpetrol una concesión de transporte de petróleo por 33 años

Mon, 04 Feb 2019 16:32:01 -0300

El Gobierno Nacional otorgó el lunes 4 de febrero a las empresas YPF y Tecpetrol una concesión por 33 años para el transporte de petróleo crudo desde Neuquén hasta Río Negro.

La decisión fue oficializada a través de la Resolución 18/2019 de la Secretaría de Energía publicada en el Boletín Oficial.

Se trata de una concesión de transporte de petróleo crudo para el oleoducto Loma Campana - Lago Pellegrini, con un porcentaje de participación del 85% para YPF y del 15% para Tecpetrol.

El transporte se extenderá desde la estación de bombeo, ubicada en el área Loma Campana de la ciudad de Añelo de la provincia del Neuquén hasta la estación de rebombeo del ducto Medanito - Allen ubicada en el Lago Pellegrini de la provincia de Río Negro.

La operación y mantenimiento quedará a cargo de Oleoductos del Valle Sociedad Anónima (OLDELVAL).

Según la resolución, el plazo de la concesión de transporte otorgada se extiende hasta el 10 de agosto de 2052, de conformidad con lo dispuesto en el artículo 41 de la ley 17.319.

En la normativa se indica que “se autorizó a la sociedad encargada de la construcción, operación y comercialización de la capacidad de transporte del ducto -Oleoducto Loma Campana Lago Pellegrini Sociedad Anónima (OLCLP)- a celebrar contratos de comercialización de la capacidad de transporte del oleoducto Loma Campana - Lago Pellegrini, a fin de garantizar el cumplimiento de las obligaciones emergentes del financiamiento obtenido para su construcción”.

Llegó el barco con el que YPF podrá exportar GNL con el gas de Vaca Muerta

Mon, 04 Feb 2019 08:19:01 -0300

El sábado 2 de febrero llegó al puerto de Bahía Blanca la plataforma Tango FLNG con la que YPF transformará en Gas Natural Licuado (GNL) el gas de Vaca Muerta para exportarlo al mundo (sobre todo al mercado europeo y asiático) en barcos.

La barcaza licuefactora de la empresa belga Exmar anclará el lunes 4 lunes en el Puerto Ingeniero White y le permitirá a la petrolera estatal evacuar a partir de marzo o abril unos 2,5 millones de metros cúbicos por día (MMm3/d) de gas natural, lo que representa en términos económicos unos u$s 200 millones por año.

Tango FLNG (que originalmente fue denominado Caribbean FNLG, porque iba a operar en Colombia) fue construida en 2017, tiene 144 metros de eslora (largo) y bandera de Liberia.

Comoes una unidad sin propulsión fue transportada desde China en el buque de carga pesada MT Forte, de bandera maltesa.

Cabe recordar que la empresa de servicios belga Exmar firmó en noviembre un acuerdo con YPF para licuar y exportar GNL durante 10 años. Se producirán hasta ocho cargas por año a los buques extranjeros y una de las posibilidades, todavía no confirmadas, es que en los picos de demanda de invierno un barco cargue en Bahía Blanca ese gas para volver a inyectarlo en el puerto de Escobar, para reemplazar importaciones.

La barcaza de Exmar, a su vez, sustituye a Exemplar, el barco regasificador de la empresa estadounidense Excelerate Energy que estuvo durante 10 años para paliar los efectos de la crisis energética.

El GNL es un producto muy demandado por países de Europa, por China y por Japón, que tras el desastre nuclear provocado por la explosión en Fukushima en 2011 reconvirtió su matriz energética y depende en mayor medida del gas, un combustible que no produce, señala la nota de El Cronista Comercial.

Cómo quedan las petroleras con el cambio de reglas de juego en Vaca Muerta

Mon, 04 Feb 2019 08:10:01 -0300

Entre las empresas más perjudicadas aparece Tecpetrol, que con una inversión de US$ 1800 millones explica, el incremento de la oferta de gas que el Ejecutivo destaca como mérito propio. La empresa de Techint seguramente iniciará algún tipo de reclamo administrativo por una cifra millonaria.

En la otra vereda, el resto de los jugadores del mercado de gas, como YPF, PAE, Wintershall y Total, analizaron la situación. Por un lado, reconocen que la medida limita el poder de Tecpetrol para incidir en la fijación de precios del mercado (se advertía que la petrolera de Techint podía ofrecer un precio más bajo porque luego recibía una compensación de mercado) y por el otro, esperaban que se les aprobaran nuevos proyectos para no convencionales.

Ahora Tecpetrol cobrará subsidios sólo por 8,5 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/día), la mitad de lo que hoy produce el campo, 17,5 millones. Además, se descarta que Techint, más allá del enojo, reduzca su oferta de gas desde Fortín de Piedra. Una vez que ya realizó la inversión para poner los pozos en producción, no tendría demasiada racionalidad económica cerrarlos.

Para CGC, la petrolera que preside Hugo Eurnekian, la segunda que más compensaciones recibe del programa de estímulo a la producción no convencional, lo resuelto por el gobierno no representa, a priori, un cambio relevante. A diferencia de Tecpetrol, la compañía de Corporación América produce volúmenes de gas que están en línea con los estimados inicialmente.

Para el resto de las petroleras, con YPF a la cabeza, la opción elegida por Lopetegui es una buena señal. De haberse aprobado el borrador que el gobierno circuló hace 10 días, la posición de la petrolera que controla el Estado habría sido más endeble. YPF y Tecpetrol protagonizaron desde fines de noviembre una contienda por el mercado de gas, que terminó desembocando en una retracción espasmódica de los precios en boca de pozo en el verano, algo que beneficia a la demanda pero no a las empresas productoras y tampoco al Estado, que debe cubrir la diferencia de ese valor con un precio estímulo de US$ 7 por MMBTU, según lo establecido por la resolución 46/2017 firmada por el ex ministro de Energía, Juan José Aranguren.

En este contexto, según el análisis de Nicolás Gandini para el portal Econojournal, Lopetegui terminó actuando, indirectamente, en sintonía con YPF, PAE, Total y Wintershall, los cuatro históricos jugadores del mercado de gas (en conjunto, explican un 70% de la oferta)

La mala noticia para YPF es que Lopetegui oficializó que varios de los proyectos presentados que permanecían en instancia de indefinición, como Río Neuquén, Aguada de la Arena, Las Tacanas y Rincón del Mangrullo, finalmente no serán aprobados.

Un capítulo aparte merece El Orejano, el primer desarrollo de shale gas de la Argentina, iniciado en 2013 entre YPF y Dow, que caprichosamente no fue aprobado por la gestión de Aranguren (persistía una duda acerca de si se trataba de un nuevo desarrollo o no) y luego, cuando se paralizó la autorización de proyectos por la crisis del dólar, quedó del lado de los no aprobados.

Pese a todo, YPF recuperó la relación directa con el Poder Ejecutivo. Con el ex secretario Iguacel los canales de diálogo eran muy precarios. El vínculo de Miguel Gutiérrez con Lopetegui, en cambio, es mucho más fluido. De hecho, la empresa es una de las impulsoras de la regulación para incentivar el reemplazo del LNG importado mediante un mecanismo que reconozca mejores precios del gas durante el invierno. Es una idea que Marcos Browne, vicepresidente de Gas y Energía de YPF, defendió en el encuentro de la Mesa de Vaca Muerta que se realizó en Neuquén en octubre del 2018.

Los otros tres grandes jugadores del mercado PAE, Total y Wintershall destacan la razonabilidad de lo diseñado por el gobierno nacional. Consideran que la resolución 46 se había convertido, por errores de diseño, en una herramienta que distorsionaba el funcionamiento del mercado, permitiendo que las empresas beneficiarias tiren artificialmente para abajo los precios de venta porque luego recibían compensaciones del Estado.

En el Ministerio de Hacienda comparten esa lectura y por eso, más allá de la necesidad de readecuar el programa a la restricción fiscal, defienden que con la decisión el mercado funcionará con mayor previsibilidad.

En el caso de Pampa Energía, espera a ver qué sucederá con dos proyectos en curso. Por un lado, pidió ser incluida en lo establecido por la resolución 46 en febrero de 2018 junto con YPF y Petrobras Brasil para para desarrollar un yacimiento de tight gas en el área Río Neuquén.

Por el otro, presentó iniciativas para extraer shale gas de los bloques El Mangrullo y en Sierra Chata. La mayoría accionaria de ese bloque, que es operado por Pampa, pertenece a ExxonMobil, la mayor petrolera privada del planeta. Pampa envió un comunicado a la Bolsa en el que señala que está a la espera del esquema de incentivos del Ejecutivo para desarrollar campos en invierno.

En el caso de ExxonMobil, el análisis es más complejo, porque la resolución 46 fue uno de los disparadores que llevó a la petrolera norteamericana a evaluar, por primera vez, un desarrollo a gran escala de gas en Vaca Muerta. “Cualquier escenario que implique cambiar las condiciones a partir de las cuales se desarrolló el proyecto (Sierra Chata) tiene un impacto negativo fuerte. Nunca son bien recibidos los cambios en las reglas de juego”, advirtieron allegados a la compañía.

Una posición similar transmitieron desde Shell, que había solicitado compensaciones para desarrollar dos áreas junto a la francesa Total, Rincón de la Ceniza y La Escalonada. Habrá que ver cómo impacta la decisión del gobierno en la decisión de la petrolera anglo-holandesa, que en diciembre anunció el lanzamiento de la explotación comercial de tres áreas de petróleo no convencional en Vaca Muerta. Es un proyecto que, de concretarse tal como fue presentado a la provincia de Neuquén, generará inversiones por más de US$ 2000 millones en los próximos cinco años.

Para Pluspetrol, la tercera productora de petróleo de la Argentina, la decisión de Lopetegui también confirmó algo se preveía: que los proyectos de La Calera y Centenario Centro no serían aprobados. Pluspetrol había anunciado un megadesarrollo de shale gas en La Calera, un área que comparte con YPF en partes iguales. Para eso, había adquirido dos equipos de perforación de última generación, que seguramente ahora volcará hacia el desarrollo en la ventana de shale oil dentro del área.